抗高温钻井液

钻井液用抗盐抗高温降滤失剂通用技术要求

GB/T 6678化工产品采样总则
GB/T 16783—1997水基钻井液现场测试程序
SY/T5490钻井液试验用钠膨润土
13
钻井液用抗盐抗高温降滤失剂应符合表1中规定的技术指标。
表1技术指标
项目
指标
外观
黑褐色颗粒或粉末
细度（筛孔0.59mm筛余），％≤
10.0
水分，％≤
10.0
水不溶物，％≤
15.0
5.1.3
5.2 判定
当检验结果有一项或一项以上不符合表1的规定时，应进行复验，复验结果仍不符合表1规定的技术指标时，则判定该批产品为不合格品。
16
16.1
产品应采用三合一编织袋或与其强度、密封性能等效的其它包装物进行包装，
每袋产品的净含量可为25.0k
16.2
外包装应有牢固清晰的标志，标明产品名称、规格型号、净含量、批号、生产日期、保质期、执行标准编号、生产企业名称和地址。
6——贮存条件，贮存、运输及使用中注意事项；
7——产品有效期。
14.7
4.7.1 基浆的配制
量取350 mL蒸馏水置于杯中，加入22.5 g钻井液试验用钠膨润土，高速搅拌20 min，其间至少停两次，以刮下粘附在容器壁上的粘土，在密闭容器中养护24 h作为基浆。
4.7.2淡水钻井液性能试验
向基浆中加入10.5 g样品，高速搅拌20 min，其间至少停两次，以刮下粘附在容器壁上的样品，将钻井液转入高温罐中，在180℃热滚16 h，取出高温罐，冷却后打开，按GB/T 16783—1997中的第2章及3.3的方法测定表观粘度和高温高压滤失量（150℃／3450 kPa）。
……………………………………………（1）
式中：

抗高温高密度饱和盐水钻井液研究

性和页岩抑制性。最终分析表明：两性离子聚合物降滤失剂ＰＡＡＤＳ在高密度饱和盐水钻井液体系中，能与无机盐、化处理剂等协同增效，磺能提高体系的抗高温能力（０ ℃ ）在对体系流变性影响 ≥２０，不大的情况下，能有效地控制失水，高体系失水造壁性、提保持井壁稳定。
１体系：Ｐ＃１ＡＡＤ＋５ＳＮＨ＋３Ｓ一３ＳＰＭＰ＋
１ＣＭＣ（ｖＩ）＋０ＸＹ一２．３７＋０４Ｆ６．Ａ３７＋３０
ＮａＩ０Ｃ。Ｃ＋１％ＫＩ２体系：ＰＡＤＳ３Ｓ＃２Ａ＋ＭＣ＋４ＳＭＦ＋７
ＳＰ３３ＳＮＨ十５Ｓ
３Ｎａ＋１ＫＣＩＯＣＩ０。
其机理进行探讨。
１实验研究
ＩＩ原浆配制．
＊收稿日期：０００－２２１—２０
３体系：Ｐ１ＡＡＤ＋５ＳＮＨ＋３Ｓ－ Ⅱ＋ＳＰＭＰ
摘
要：通过实验研究了高效抗高温降滤失剂ＰＡＡＤＳ和结合磺化处理剂在饱和盐水钻井液体系中
的协同增效作用，并分别对低密度和高密度钻井液体系的流变性、失水造壁性等性能进行了研究，最终确定了以ＰＡＡＤＳ为主要降滤失剂，配磺化处理剂的聚磺抗高温高密度饱和盐水钻井液的基本复配方体系。该钻井液体系的抗温能力大于２０，０ ℃ 将该体系用重晶石加重至２３／ｍ３２０高温老．ｇｃ，０ ℃ 化后Ａ为１０ａ・，６ｍＰＳＡＰＪ失水为７５．ｍＬ，高温高压失水为Ｉ．ｍＬ，有良好的流变性、Ｉ５具失水造壁

QSH1020 1881-2012钻井液用抗高温抗盐防塌降滤失剂通用技术条件.

W = m1 - m2 ´100 ....................................(1) m1 - m0
式中： W ——水份，%； mo ——称量瓶的质量，g； m1 ——瓶和试样的质量，g； m2 ——烘后瓶和试样的质量，g。 4.3.3 pH 值测定称取1.00 g试样，置于烧杯中，加入100 mL蒸馏水搅拌溶解1 h，用pH计测其pH值。 4.3.4 相对膨胀率测定 4.3.4.1 称取 5.00 g 试样加入到盛有 100 mL 蒸馏水的烧杯中，搅拌溶解 1 h，备用。 4.3.4.2 称取 105 ℃±2 ℃条件下烘 4 h 后在干燥器中冷却 30 min 的钠膨润土 10.00 g，装入页岩膨胀仪测筒中，在压力机上缓慢加压至 4.0 MPa，待压力恒定后（10 s 内压力基本不变）保持 5 min，制得试验岩心。 4.3.4.3 把装有岩心的测筒安装在页岩膨胀仪上，将 5.3.4.1 配制好的试样溶液注满测筒，启动仪器，测定 8 h 的线膨胀量，同时用蒸馏水作空白试验。 4.3.4.4 按式（2）计算相对膨胀率。
_________________________
4
AV = 1 f600 ......................................(4) 2
式中： AV ——表观粘度，mPa·s； Φ600 ——试验浆的Φ600读数。 5 检验规则 5.1 从袋装产品取样时，应用取样器根据堆码高度、形状和数量，在每面的上、中、下三个不同部位按“米”字型布置取样点。每批不得少于 15 个点，每个点取样品量 50 g～100 g，合并作为试样，但总的试样量不得少于 1500 g。 5.2 采集的试样经充分混合，分成两份。每份取约 500 g，分别装入洁净、干燥的密封容器中，并注明产品名称、取样日期、取样人、生产厂名及出厂批号等。一瓶送交检验，一瓶留待复检。 5.3 检验结果全部符合本标准表 1 的规定，为合格品。如果检验结果有一项指标不符合本标准表 1 的规定，应进行复检。复检结果如仍有一项指标不符合表 1 规定，即判该批产品为不合格品。 6 包装、标志及贮存 6.1 包装袋应有足够的强度，外层为三合一编织袋，内层为塑料袋，包装袋内层封口应分别单独捆扎。 6.2 包装袋上应该标有醒目牢固的标志，内容包括：产品名称、型号、标准编号、生产日期、批号、生产厂名、厂址、保质期和净质量。 6.3 每袋净质量 25 kg，允许误差为±0.5 kg。但在每批产品中，任意抽检 50 袋，其平均值不得少于 25 kg。 6.4 每批产品应附生产厂质量检验部门的检验合格证。 6.5 产品应存放在干燥通风的库房内，运输过程中应避免日光曝晒，要防潮、防淋、防止包装袋破损。

腐殖酸钙抗高温钻井液体系研究

要。根据腐殖酸钙抗高温作用机理，采用钻井液高温滚动、流变性、失水造壁性等实验与评价方法，分析了不同ＣＯａ和膨润土加量对钻井液体系性能的影响，选用ＣＭＣ、ＭＰＦ２等抗高温降失水剂，出了一套抗高温１０。抗盐Ｓ、Ｖ－提８Ｃ、３％的腐殖酸钙钻井液体系。结果表明：０最佳的腐殖酸钙钻井液体系配方为０３ＣＯ７％Ｓ＋．膨润土原浆＿％ａ＋．０ＭＣ５０％＋．Ｓ一＋．％Ｆ２抗高温抗盐效果良好。５０ＭＰ１０３Ｖ－，％
关键词：腐殖酸钙；井液；温；盐；井钻抗抗深
网络出版地址：ｈｔ／ｔｐ：／ｗｗｗ．ｎｉｅ／ｃ／ｅａｌ１１１．２１０１．７４０．ｔｌｃｋ．ｔｋｍｓｄｔｉ５．７８ＴＥ．０ｌ７４１０．０１ｈｍｎ／
西南石油大学学报（自然科学版）
２１年８月第３０１３卷第４期ＪｕｎｌｆｏｔｗｓＰｔｌｕＵｎｖｒｉ（ｃｅｃ＆ＴｃｎｌｇｄｉｎｏｒａｏｕｈｅｔｅｏｅｍｉｅｓｙＳｉｅｅｈｏｏｙＥｉｏ）Ｓｒｔｎｔ
基浆（０３ＣＯ７％Ｓ＋．％膨润土原由．％ａ＋．０ＭＣ５０
ห้องสมุดไป่ตู้
粒沉淀，即形成不溶性的胶质腐殖酸钙。胶质腐殖浆配制）Ｓ一、ＭＰ２磺化酚醛树脂）Ｃ，ＭＰ１Ｓ一（，ＭＣ（羟
收稿日期：０００— ８２１— ３２网络出版时间：２１— ７ｌ０１０一４

抗高温油基钻井液有机土的研制及室内评价

维普资讯
１８０
内蒙古石油化工
２０年第１０８期
抗高温油基钻井液有机土的研制及室内评价
娜产业
（中石化胜利油田海洋钻井公司，山东东营２７０）５００
摘要：机土是油基钻井液中最基本的亲油胶体，油基钻井液中既可提高钻井液的粘度和切有在力，又能降低油基钻井液的滤失量。针对控制油基钻井液滤失量及重晶石和钻屑的携带与悬浮而研制出种有机土。通过在钠土中加入有机改性荆进行有机改性，得到有机２ＬＴＲ：ＷＯ一２０评价结果表明，．５。将有机土ＬＴＲｗ０—２０加入到油包水乳化钻井液中，５能很好地起到增粘提切的作用和具有较好的流
注：浆配方；６ｍＬ白油＋４主乳化剂＋０８ＡＢ基３０％．Ｓ＋
ＬＴｗＲＯ一２０加量对钻井液（５加重前后）的流变性和破乳电压的影响进行评价，果见表２和表结
收稿日期：Ｏ７８ｌ２０一Ｏ～２
维普资讯
２０年第ｌ０８期
郝广业抗高温油基钻井液有机土的研制及室内评价
表５有机土对油包水乳状液性能的影响Ｏ不同加量实验评价５
表３ＬＴ－２０ＷＲＯ－５加量优选实验数据（加重后）
３ＬＴＲｗＯ一２０加量优选５

东濮凹陷高密度抗高温饱和盐水钻井液

石油天然气学报
２１年５０２月
第３卷４ｈｏｏｙＭａ０２Ｖ１３Ｎｏ５ｏｒａｆＯｉａｄＧａｃｎｌｇｙ２１ｏ．４．
东濮凹陷高密度抗高温饱和盐水钻井液
液流变性能控制难度非常大，钻井液施工困难。在调研与分析邻井资料，借鉴元坝１、红参１等多井井
口重点探井成功经验的基础上，确定了研究思路，经过室内评价试验，优选出了适应该区块钻井施工的
高密度抗高温饱和盐水钻井液体系配方，同时制定了配套的钻井液维护工艺，成功应用于濮深１８井、
０３～０６／盐聚合物＋０２～０６ＬＣ．％．６９抗．％．Ｖ— ＭＣ＋０５～１５Ｆ — ＋３～８ＳＰ２３～８．．ＴｌＭ一＋
［收稿日期］２１００２— ２—２０［作者简介］李午辰（９６一，男，１８１６）９８西南石油大学毕业，高级工程师，现主要从事钻井液技术研究与现场管理工作。
石油天然气学报＊油气田开发工程
２１年５０２月
化膨胀和低活性粘土矿物的破碎和裂解等作用。
３适当的流变性，开泵泵压低，洗井效果好，携砂和悬浮能力强。）
４）具有良好的润滑性，防止在高压差下卡钻。

宁深1井深井高温钻井液技术

ｏｏｈＣｉｅｒｅｍ，ＩＯＥＸｎｉｇＨｎｎ４３０，ＣｉａｆｒｈｎＰｔｌｕＳＮＰＣ，ｉｘｎｅａ５７０ｈｎ）Ｎｔａｏａ
Ａｂｔａｔｓｒｃ：Ａｃｏｄｎｏｔｅｄｅｏｍａｉｎｃａａｔｒｔｓｏｓｂｏｋｏｈａｇｈｎ，ｈｇｅｅａｕｅｒｓｔｇｄｌｎｃｒｉｇｔｅｐｆｒｔｈｒｃｅｉｉｆｈｏｓｃｗｅｔｌｃｆＭａｕｎｓａｉｈｔｍｐｒｔｒ —ｅｉｉｒｌｇｓｎｉｉｌｉｙｔｍｗａｅｅｔｄｉａｎｔｄａｄｎｔｅｐｒｒｎｅｏｔｆｕｄｓｓｅｓｓｌｃｅｎｌｂａｄｓｕｙｗｓｍａｅｏｈｅｏｍａｃｐｉｚｔｎＴｅｈｇｅｅａｕｅｔｌｒｎｅａｄｆｍｉａｉ．ｈｉｈｔｍｐｒｔｒｏｅａｃｎｏａｔｃｎａｎｔｎａｉｔｓｗｒｍｐｏｅｎｉｏｔｍｉａｉｂｌｉｅｅｉｒｖｄ，ｃｏｓｉｋｎｅｃｉｎｂｔｅＰ一２０ａｄｓｌｎｔｇａｅｔｗｓｉｔｄｃｄ — ｏｉｅｒｓｌｉｇｒａｔｅｗｅｎＳＣｎｏ２ｎｕｆａｉｇｎａｎｒｕｅｏｎｏｆｒｉｒｖｈｂｌｙｏｎｉｓｌｐｌｔｎｏｍｐｏｅｔｅａｉｔｆａｔａｔｏｌｉ．Ｔｈｅｄａｐｉａｉｎｏｎｓｅｌ１ｐｏｅｈｔｔｅｐｏｅｙｏｈｉｈｉ — ｕｏｅｆｌｐｌｔｆＮｉｇｈｎｗｅｌｒｖｄｔａｈｒｐｒｆｔｅｈｇｉｃｏｔ

长深5井抗高温钻井液技术

好，浮岩屑能力强。悬
ｍｍ套管 ×１２３ｍ．，３１ｍｍ钻头 ×４４０２＿开（ｌ．ｂ１０
ｍ，２４５ＩＩ套管 ×４３８ｍ；开，ｂ１．（４．Ｔｌｂｌｌ９（５９ｍｍ２钻头 ×５４０ｍ．１９７ｍｍ套管 ×５３７ｍ。松辽０（３．ｂ９
层为登娄库绀和营城组。该井设计井身结构及套管程序为：一开，４５ｒｒ（ ¨．１Ｂ钻 ×１２５ｍ，３９７ｂ］２（３．ｂ
粘度随着老化温度的升高略有增加；）温度升高２随
动切力增大。动塑比增大．岩能力增强；）变性携３触
岭断陷北部洼陷带乾安北１号火山岩顶面构造高部位的一口风险探井。计井深５４０ｍ。设０从上向下依
次钻遇了大安绀、水组、明四方台组、江组、家嫩姚
组、山口组、青泉头组、娄库组和营城组地层，登目的
维普资讯
第３卷第６期ｊ
２００７年１１月
石油钻探技术Ｉｃｌ）ＥＭＩＲＩＮ（ＴＥＣｔＮＩＲ（ＩＵｌ、）ＬＩＩ；１ＱＵＥＳ
Ｖ（．）３５，１ＮＯ．６
ＮＯＶ２７．，００
．井与泥浆＿固
长深５井抗高温钻井液技术
赵秀全李伟平王中义
（林石油集团有限责任公川第二钻井吉公．林松原１８０）０（辽盆地的地温梯度较高．已完钻的长深１井的地温梯度推算，深５井完钻井底温长据长

抗高温高密度水基钻井液体系国内外研究与应用现状

抗高温高密度水基钻井液体系国内外研究与应用现状作者：李明来源：《中国化工贸易·中旬刊》2018年第04期摘要：目前深井钻探的钻井液倾向于采用水基钻井液体系。

本文结合国内外抗高温高密度水基钻井钻井液体系研究与应用现状，有助于通过对钻井液高温高压装置和新型抗高温处理剂的研发，研制出适合于钻井液高温高压动态性能评价的实验设备和适合深井、超深井钻进的抗高温高密度水基钻井液体系，并形成相应的测试和应用技术。

关键词：钻井液；应用现状；水基钻井液1 抗高温高密度水基钻井液体系国内外研究与应用现状钻井液一般是由配浆土、处理剂、钻屑和水组成的，其性能的好坏与组成钻井液的各种处理剂性能密切相关。

对于超深井抗高温高密度钻井液体系来说，其关键技术是如何维持和控制钻井液高温高压状态下的流变性和滤失性。

因此，钻井液处理剂（尤其是降滤失剂和降粘剂）必须具有较好的抗温能力和抗污染能力。

1.1 国外抗高温水基钻井液处理剂国外深井、超深井钻井起步较早，上个世纪60年代，研究成功了抗盐、抗钙和抗150℃～170℃的铁铬盐降粘剂；70年代，研究成功了磺化褐煤、磺化丹宁、磺化酚醛树脂以及它们与磺化褐煤的缩合/复合物，这类处理剂的抗温能力大部分在180℃～200℃之间；同时，也研制出改善高温流变性的低分子量聚丙烯酸盐和降高温高压滤失量的中分子量聚丙烯酸盐。

由于褐煤类产品高温氧化降解，钻井液被盐和钙污染后增稠，降滤失效果下降；聚丙烯酸盐类不含铬，热稳定性好，但抗二价阳离子能力差；磺化酚醛树脂类必须和磺化褐煤类配合使用效果明显，但抗温和抗盐效果有限。

为此国外钻井液工作者在80年代进行了广泛而深入地研究，研制出了VS-VA、Polydrill （或德国的HT-Polymer）、COP-1（AMPS/AM或PyroTrol）、COP-2（AMPS/AAM或KemSeal）和磺化聚合物等抗温、抗盐降滤失剂，以及CDP或TSD、SSMA或Mil-Tem等抗温、抗盐降粘剂。

抗高温高密钻井液的研究及效果评价

抗高温高密钻井液的研究及效果评价作者：戴毅程鹏至来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第01期【摘要】在高温深井钻井过程中，要求钻井液在高温高密度下能有效满足钻井工程及地质录井的要求。

因此，就要求使用各种性能优良的抗高温高密度钻井液。

本文着重研究抗高温高密度的水基钻井液配方及其性能。

该配方的建立采用单因素法确定降粘剂、降失水剂、高温防塌抑制剂、高温稳定剂等几种主要处理剂的加量，进行钻井液的优组优配，形成一套老化前后流变性能及失水造壁性能较好的抗高温高密度水基钻井液。

【关键词】高温高密度水基钻井液配方储层保护1 抗高温高密度水基钻井液配方1.1 降粘剂XS加量优选取降滤失剂GYJ加量5%，防塌抑制剂FY加量3%，提粘剂TN加量0.5%，加重剂加量530g，为0‰、3‰、5‰、7‰、10‰。

钻井液总体积取420ml，密度为2.0 g/cm3。

通过钻井液在160℃热滚16小时前后的流变性能和滤失量实验，在其它组分加量一定的情况下，钻井液的塑性粘度PV在老化前后随降粘剂XS加量的增大虽有些变化但都整体呈现出较稳定的值。

而动切力YP在老化前，随XS加量的增大在整体上表现为减小的趋势，这符合XS的降粘作用机理。

但在老化后，却随XS加量的增大而在整体上呈增大的趋势。

这可能是在加重钻井液中常温作用下XS能很好的起到降粘作用，但在160℃高温下热滚后，某些分子链发生了断裂而不能起降粘作用，所以导致了动切力的升高。

老化前钻井液的API失水随着降粘剂XS加量的增大先增大后减小，在5‰加量处出现最大值；老化后，其API失水随XS加量的增大而在整体上呈减小的趋势，在5‰加量处有一个失水量较小的点，而10‰加量处为失水最小点。

老化前的API失水都满足要求，而老化后失水量却全部增大。

取整体性能较好的5‰XS加量的泥浆做160℃、3.5Mpa、滤板+滤纸的HTHP 失水实验，失水量为20ml，比较理想。

因此，确定XS加量为5‰，并直接把钻井液密度直接升到2.35 g/cm3，做GYJ加量变化实验。

碱探1井超高温高密度钻井液技术

碱探1井超高温高密度钻井液技术摘要碱探1井是青海柴达木盆地碱山构造的一口探索碱山构造基岩层含气性、设计为五开直井型风险探井，目的层路乐河组-基岩，完钻井深6343米；特殊的地质结构，该区块地层存在裂缝发育、长段膏泥岩层、高压盐水层、高浓度CO2、高地温梯度，施工过程中井塌、井漏、溢流、膏泥岩层蠕变缩径等复杂因素相互交织。

气测入侵CO2浓度最高达到59%，钻遇膏泥岩地层440米，目的层段地层孔隙压力系数1.60-1.70，完钻井底温度235℃，为目前国内陆上钻井井底温度最高记录之一。

为保障钻井施工的顺利进行，在对地层特点和高温影响因素充分研究分析的基础上，开展了抗高温抗盐抗钙强抑制强封堵高密度钻井液体系配方与现场施工工艺研究，优选出抗温240℃以上、抑制性封堵性及高温流变性能良好的聚胺有机盐钻井液体系，筛选了配伍性较好的抗温240℃以上的抗盐抗钙聚合物降滤失剂、封堵剂、防塌剂REDU240、LH-JEW260、弹性石墨、SOLTEX等耐高温处理剂，制定相应的施工工艺措施，并在施工过程中根据井下情况变化不断优化完善，解决了一系列技术难题，实现了钻探目标。

本文重点介绍本井井深5000米以下、井底温度180℃以上井段钻井液技术。

关键词碱探1井超高温抗高温高密度钻井液体系水基钻井液高温稳定性1.地质特点和工程简况1.1地质岩性及特点碱探1井所钻地层分别为第四系 -新近系的七个泉组（Q1+2）、狮子沟组-下油砂山组（N23-N21）、上干柴沟组(N1)和古近系下干柴沟组（E32、E31）、路乐河组（E1+2）和基岩等地层。

七个泉组（Q1+2）岩性以浅灰色、灰色泥岩为主;狮子沟组-下油砂山组（N23-N21）岩性以灰色泥岩、钙质泥岩、泥灰岩为主;上干柴沟组(N1)岩性以灰色、棕黄色、灰黄色、棕红色泥岩、砂质泥岩为主;下干柴沟组上段（E32）岩性以棕红色、棕黄色、棕褐色泥岩、砂质泥岩为主;下干柴沟组下段（E31）中上部以棕褐色砂质泥岩、泥岩、泥质粉砂岩互层为主，下部以棕褐色含膏泥岩和砂质泥岩为主; 路乐河组（E1+2）中上部以棕褐色砂质泥岩、泥岩、泥质粉砂岩互层为主，夹灰质泥岩和灰质粉砂岩，下部以棕褐色含膏泥岩和砂质泥岩为主，夹少量泥膏岩和含砾粉砂岩。

抗高温泡沫钻井液体系的实验研究

ｌ、＃和３样２＃配方在温度高于１０３％是泡沫疏松无强
２抗高温泡沫钻井液的配方及性能
发泡体积和半衰期是衡量泡沫钻井液携岩能力
和泡沫稳定性的两个重要指标，验采用ＡＳＭ评价实Ｔ泡沫性能的标准方法一ＷａｉｇＢｅｄｒ。实验时将ｒｌｎｅ法ｎ
泡沫性能以及耐盐油水类物质污染性能和泥页岩膨胀抑制性。体系是以自制ＴＢ发泡荆体系为基础，入膨润土、该Ｓ加包被剂、粘增
剂和稳泡剂等配成。实验结果表明具有良好的抗温性能，５ ℃ 高温热滚老化后，泡体积为６０，衰期为３２ｉ，１０起５ｍＬ半０ｒｎ并表现出良ａ
衰期（／）ｔ２表示泡沫的稳定性。通过大量实验，ｌ以发泡
体积和半衰期为主要性能指标得到泡沫钻井液的优化配方如下，性能参数如表１其所示：１：％膨润土＋．＃２０２％增粘剂＋．％稳泡剂＋％发０２４泡剂ＴＢ自带）Ｓ（０；２：％膨润土＋＿＃３Ｏ２％增粘剂＋．％稳泡剂＋．０２０２％
包被剂Ａ＋％发泡剂ＴＢ４Ｓ；
① 作者简介：工程师，０７０业于长江大学应用化学硕士学位２０ — ７毕
３抗高温泡沫钻井液的性能评价
根据室内配方的优选，到如下泡沫钻井液体系得

高温深井钻井液

处理剂，高温降解包括高分子链断裂，亲水基团与主链联结链断裂两方面，这会导致处理剂的分子最降低，部分或全部失去高分子

定性为23 2 ℃。用这两者配制的钻井液除具 4. 1 高温降解有机高分子化合物会因高温作用而发生有较高的热稳定性外还具有很高的抑制性能。分子链断裂，这中现象称为高温降解。对于 2 .3 硅氟聚合物钻井液
硅氟钻井液由4% 钠膨润土、3%MMH 、
5%MF一粤 1、 %NSo 、 2%RH一 2%GF1、
井速度。
2 几种典型的高温深井钻井液 2，三磺水基钻井液 1 三磺水基钻井液是7 年代后大多 0 数深井
钻井液类型。其主要处理剂是SMP (磺化酚醛树脂) ， SMC (磺化腐植酸)和SMK(磺化拷胶)。这三种处理剂有效的降低了钻井液在高温高压条件下的滤失量。进而提高了井壁的稳定性，大大提高了泥浆的防塌、防卡、防盐以及抗温能力。 2. Z TSO和Ts 聚合物钻井液 F TSD 和TSF 是美国NL 白劳公司研制成功的两种聚合物。T SD 是抗高温反絮凝聚合物。TSF 是控制高温滤失聚合物。 SD 是 T 一种低分子聚合物，溶解度为5 0%，在温度为2 32 ℃时有效成控制钻井液的流变性，具有良好的抗钙性能。TSF 这种添加剂的热稳
260 、1%Z H一1 和其它辅助剂组成。该个 1 别液体系具有较强的抗高温能力，可达22 ℃。性质，降低处理剂亲水性或吸附性能，从而 0 具有较好的流变性能和剪切降粘性能，有较强使处理剂的抗盐抗钙能力和效能降低以至丧的抑制服性，良好的抗高温悬浮稳定性。失作用。 4 . 2 高温交联处理剂分子中存在着各种不饱和键或活 3 抗高温处理剂的作用机理处理剂是钻井液体系中重要组成部分，性基团，在高温作用下，可使分子之间发生提高处理剂的抗高温性能，可有效提高钻井各种反应，互相连结，从而增大分子量，这种现象称为高温交联。如果高温交联过度，形液的抗高温能。成三链的空间网状结构为高聚物，贝处理剂 J I 3.1 抗高温稀释剂由三个体系成为冻胶，处理剂完由干钻井液在高温下和高温后的明显增失去水溶性，稠，都和钻土粒子的高温水化分散密切相关，全失效，钻井液回被完全破坏。因此，抗高温稀释剂的稀释作用，就是能很好的抑制私土的高温水化作用。由于进入茹土 5 结语颗粒的吸附溶剂化层的阳离子增加，其水化改变钻井液的热稳定性，流变性，钻井作用会下降，因此在处理剂中引人高价态金液粘度等可使钻井液性能发生变化，使其具属离子来有效的抑制钻土高温分散，但是高有良好的抗温能力和较强的抑制性能。通过价离子的加入对钻井液有严重絮凝作用，必对以上儿种处理剂的分析，适当地对几种处须有高效的稀释剂与之配合使用，最好是高理剂进行复配，会使钻井液的搞温能力更好。价阳离子与稀释剂形成络合物，从而使抗高随着世界能源需求的增加和钻探技术的发展，深井和翅深井的钻探已成为今后钻探温稀释剂必须在高温下仍能有效地吸附于钻工业发展的一个重要方面。增强高温深井钻土端面的拆散或阻止结构的形成，从而起到井液的性能，开展室内攻关研究，为科学勘探高温稀释作用。和效益勘探提供技术支持已迫在眉睫。 3 .2 抗高温滤失控制剂泥浆在高温下的滤失及滤饼对于井壁稳定有重大意义，控制滤失一般有两种途径: 一参考文献是增加液相私度，另一种是改善滤饼质量，降【赵福麟.石油大学出版社， 0 ， 7 一 . ] 1 200 7:1 1 9 低滤饼渗透性，由于高温的影响，使滤液粘度 12 齐宁， ] 张贵才，马涛. 拷胶类钻井液外理剂急剧下降，故用增加液相粘度的办法效果不的应用及前景. 钻井液与完井液， 2004 . 大，而着重于后者。特别是在深井中泥桨压差 t3 黄进军， 1 浦晓林，李建波等. 抗 22 高温的 0 较大的情况下，改进泥饼质量，增加泥饼可压水基钻井液降粘剂的研究， 2003. 【周辉， 1 4 郭保雨，江智君. 深井高温钻井液体缩性，会产生很好的降滤失效果。系的研究与应用. 钻井与完井液， 2005 .

抗高温水包油钻井液的研究与应用

提高浊点，实际应用的乳化剂通常都是复配使用的。
收稿日期：２０ｏ０９一６一ｌ８
化剂抗温能力较低，根据主乳化剂分子结构要求，室
作者简介：史沛谦（９４一）工程师，１７，中原石油勘探局钻井工程技术研究院，主要从事钻井液现场及技术研究工作。地址：４７０）（５０１河南省濮阳市中原路５９号，电话：０９）８０９，（３３４９９３Ｅ—ｍａ：Ｗｚｑ０１＠ｓａｃｍｉＷＷ．ｑｙ６６ｉ．ｏｌｎ
水包白油钻井液体系，该体系具有良好的流变性及抗高温能力，制泡沫效果好，抑防塌能力强，密度在０８．９～０９．９
ｇｏ间可调，温能力达到１０，包白油钻井液荧光级别＜／ｎ之抗８℃ 水６级。现场应用３口井，用结果表明，究的水应研
本适中等优点适合该类地层欠平衡钻井作业 … ，成
为深井欠平衡钻井的关键技术之一。水包油钻井液的技术核心是乳化剂研究，对乳化剂的要求有：提 ①
究和应用中存在泡沫抑制问题。其解决途径一方面可以选择起泡能力小的乳化剂，配合使用ＨＢ值或Ｌ
较好，易起泡；离子型表面活性剂起泡差，在但非但其浊点以上温度容易转变为油包水型乳化剂，限制
了其使用温度，通过与离子型表面活性剂复配可以
主乳化剂是降低乳化体系表面能，高油水乳提化稳定性的主要因素。实验表明，多数水包油型乳

抗高温高密度水基钻井液研究

［Ｊ］．沉积学报，２００２；２０（４）：５８２～５８７．［７］刘克奇，田海芹，与储层非均质性口］．西南石油学院学报，２００５；２７（２）：１～４．
中图分类号：ＴＥ２５４文献标识码：Ａ文章编号：１００６－７９８１（２Ｏ１３）０４ —０１３６～０３
在超深井及地温梯度异常井的钻井过程中，由隔夹层局部发育、连续性较差，三类隔夹层连续性差、识别困难、可靠性低。
ｃｒｅｖａｓｓｅｓｐｌａｙ，ｏｖｅｒｌｆｏｗｓａｎｄ，ｌｏｆｏｄｐｌａｉｎ，ｄｉｓｔｒｉｂｕｔａｒｙｃｈａｎｎｅｌ，ｓｈｅｅｔｓａｎｄａｎｄｉｎｔｅｒｄｉｓｔｒｉｂｕｔａｒｙｂａｙ— ｌａｃｕｓｔｒｉｎｅｍｕｄ．Ｔｈｅ
［３］赵可英．临盘油田大芦家沙二下段沉积微相研究口］．内蒙古石油化工，２０１２（３）：１３６～１３７．［４］侯会军，王伟华，朱筱敏．塔里木盆地塔中地区志留系沉积相模式探讨［Ｊ］．沉积学报，
ｔｈｅｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ．Ｔｈｅｓｔｕｄｙａｒｅａｉｓｄｉｖｉｄｅｄｉｎｔｏ８ｍｉｃｒｏｆａｃｉｅｓｉｎｃｌｕｄｉｎｇｄｉｓｔｒｉｂｕｔａｒｙｃｈａｎｎｅｌ，ｎａｔｕｒａｌｌｅｖｅｅ・

抗高温控制失水钻井液处理剂的研究与应用

２１年１期０１第２
科技目向导
◇ 源科技◇ 能
抗高温控制失水钻井液处理剂的研究与应用
贾延东（胜利油田海外工程管理中心山东
进入２世纪以来，１海外工程中深井、超趁深井复杂井数量不断增加，这对钻井液技术提出了更高的要求，特别是高温下钻井液流变性和滤失量的控制成为制约钻井液技术发展的主要因素－，原有的钻井液处理荆和钻井液体系已不能完全满足超深井钻井技术发展的需要，研究开
发适用于深井。超深井的抗高温、控制失水钻井液处理剂和钻井液体系，以满足钻井工程的需要。本文介绍的就是这种技术的研究与应用。
【关键词】失水控制；变性；高温；剂流抗处理
钻井时。井底温度超过４０Ｆ２５）０ｏ（０￣是较少的，Ｃ但是，在攻克未知水化般土泥浆。实验的聚合物与聚阴离子纤维素（Ａ）比见表５在ＰＣ对。磅，流变特性基本保持不变．而相同数量的聚阴离子的新领域。即钻过盐层和其他麻烦地层时．高温井的数量将增加。研究３桶加量情况下．工作已经朝着以下两个方面进行了，即温度超过４０Ｆ２５时，０ｏ（０ ℃）用纤维素却使泥浆大大地增稠。１０Ｆ，在５。下热滚动以后，ＡＰＣ聚合物的水基泥浆所钻得深度：以及地层在释放有害化学物质时．用水基层浆失水控制比实验性的降失水剂好。Ａ通过使滤液变稠和钻屑的包膜ＰＣ所能钻得深度作用提供失水控制．ＶＶ而ＳＡ则仅依靠了在般土——聚合物间形成的 “ 包膜 ” 。在３０Ｆ．５。下静止老化１小时后，６通过粘度明显降低可看出１抗温抗盐降失水剂．Ａ新聚合物明显地降低效力，由于聚合物降解引不是用来控制失水的聚合物．如聚丙烯酸和部分水解聚丙烦酰胺的热来ＰＣ完全降解。高浓度聚合物稳定性可达４０Ｆ以上．０。以特殊的碳——碳键结合的乙烯基主链使聚起的而是由于钾离子和粘土之间较强的反应引起的。Ｐ失水失制在容许的数值以内合物具有抵抗热和水解的作用，然而，由于羧酸盐的性质，聚合物可以把ＡＩ这些都受到容忍二价阳离子的限制．高温和高Ｐ在Ｈ的情况下．这种容忍２温度稳定抑制性体系．降低是由于丙烯酰胺基团的强碱水解在ＰＨ接近７８的饱和盐水泥 — 在工业上为防止粘土和页岩剥落而使用的抑制性钻井液有多种浆体系中，水能促进水解，在这种场合下．将仍然增加羧酸基。多样的限制。诸如离比重泥浆的不稳定性、低抗盐特别是钙盐、高腐蚀温度稳定性等都需要一种分散剂控制流变性。例如钾基泥浆在高分析表明：在所要求的降失水剂中．乙烯基和丙烯酰胺基是两个率、有用的官能团。为体现钙和其他二价离子．碱性钻井泥浆里丙烯比重时显示不稳定它们通常作为分散体系使用，在强并且对钻屑污染敏酰胺基必须避开皂化作用功能补充．磺酸基强的电荷密度．许聚合感．允为确保成功地运用这类泥浆，必须采用优良的固控设备，因为降失物忍耐二价阳离子．也允许聚合物有象流变稳定剂这样的功能有一水剂和通常使用的稀释剂在３０Ｆ左右是无效的．以公认有温度界５。所种人造聚合物有这样的双重功能．在高溶解盐存在的情况下钻热限。尤其井。苯乙烯和羧丁二酸（苹果酸）酐共聚物在高温环境中县浮粘土。但醋酸钾—— 抑制盐不能提供失水控制一种泥浆体系的热稳定性是由分析试验和特性确海泡石—一增粘剂定证实的。乙烯基酰胺／乙烯基磺酸酯共聚物—— 降失水剂和流变性稳定剂１盐水泥浆中的热稳定性．１氢氧化钾——调节ＰＨ值制备一种无粘土盐水试验泥浆．是在软化的水中．加１０桶０磅，重晶石——加重剂（１．ｇ３３５ｋ／）５Ｍ氯化钾再用８桶（２ｋ／聚合物添加剂增粘，磅，２．ｇ）８Ｍ然后这种泥浆也可以用氯化钾来配制认为醋酸钾改善页岩稳定更用碳酸钙将密度增至１．磅／（．，ｓ。在ｌ小时热处理以后好。Ｏ５加仑１ｇｍ）ｋｃ６处理容易．并且可避免与高氯化物有关的测井问题。预水化般土或观察流变性和ＡＩＰ失水特性：）１０Ｆａ在５￣下热滚动；）２０Ｆ３０Ｆ山软木土也能用来提高液体粘度。人们更选用海泡石．ｂ在５ｏ、０ｏ因为它不需要况且研究表明：海泡石高温下较稳定。８１．磅／仑（６～８６力 Ⅱ ８和４０Ｆ３０平方英寸（００ｐ），下静止老化，０ｏ、磅／０２７ｋａ￣力试验结果概括预水化。在表３中盐水泥浆中的增粘剂是多糖．这种多糖在高达２５Ｆ右１６ｂｍ）２￣左８ｋ／３的液体配方，３桶（．ｋｍ）在磅，８５３聚合物处理的情况下，５具的温度下地提供失水控制。在２０Ｆ５￣静止老化的泥浆中．已经从失水有一定性好的流变性和失水控制性能增加中显示出粘度降低的征兆。在３０Ｆ０ｏ时泥浆失水不能控制。且并这种泥浆比常用的钾基泥浆能容许更多的岩屑．如．１％的例用５ＰＨ值降低．这就表明多糖成份已完全降解。４０Ｆ在０￣进行泥浆静止老岩屑（伊利石页岩）污染屈服值和胶凝强度不增加，表６在３％固相（）０化试验，在实验室放置三个月再检查失水特性。滤失量只有７０毫升．的情况下．１５桶）．（０磅，流变性较高泥浆仍然可泵送，也容易由添加更在高深度盐和聚合物保持它的效力的情况下，泥浆是稳定的。多聚合物改善。在这些水平都明显高于钻机实际允许使用钻井液。１．２升温时的耐盐能力充满了钻屑的泥浆是耐温的。如，例含有３磅／５桶钻屑的１磅／Ⅱ ４力在钻屑含量为１ｐｂ高浓度钠盐、０ｐ、钙盐的非加重低固相不分散仑的配方在３０Ｆ静止老化１小时．５ｏ６屈服值为６胶凝强度是２和５．泥浆中．对这种新聚合物和部分水解聚丙烯酰胺进行了对比。为了达磅／０ｚＨ保持９１失水保持降低。１哏。０Ｐ．，到研究的目的．选择不加重低固相不分散泥浆．由于预先知道它对是泥浆流变性随温度而改变，一种１磅／４加仑的泥浆有下列特征：钻屑和盐污染以及升高温度的敏感性。结果表时，在表４中两种聚合塑性粘度——３厘泊１物热稳定性双较明显地得到证明。然而，在两种盐存在的情况下，屈服值—— ８１０叭２磅／０ＰＰＨＡ失效．由于粘度降低氯化钠引起性能下降。盐把Ｎ＋ａ推向羧基减胶凝强度．１１０分钟——３４１０ｚ／和磅／哏０少水化膜。氯化钙是更有害的盐．因为钙离子与ＰＰＨＡ的羧酸离子慢ＡＩＰ失水— ．．ｍ３分钟６７０ｃ反应．泥浆体系水相中的聚合物产生沉淀。新的ＶＶ引起ＳＡ聚合物提高温高／（ｏ。）￣３ｏＦ失水量— —３．ｍ分钟，４ｃ０ＰＨ值——９５．供失水控制高达４０Ｆ过在粘土颗粒和钻屑表面的吸附和包被作０。通种５— — ＤＳ－Ｌ型范氏稠度计可用来观察温度和压力对粘度的Ｔ用．地控制失水。有效聚合物实际是吸附在粘大的边缘和表面上。由于结）粘度变稀，冷却时，粘高温失水控制降低．不是由于ＶＶＳＡ聚合物降解，相反地两种阴离子影响（果见表７资料表明随温度和压力增加，聚合物导致稀释（土补充剂和ＶＶ）类似于用般土补充剂的过量度重新恢复．表明泥浆和聚合物在加温４０Ｆ１００时２的压般ＳＡ．０ｏ和００磅，处理在较高的温度下．般土也发生一些脱水。由这种通过添加更多的力以后．仍保持原有的性能。泥浆在高浓度的未老化的水泥存在的情况下仍保持稳定性。在水固相或聚合物．能改善失水控制。新聚合物带来的流变稳定作用从表４中可以看出来在４０Ｆ静止老化１小时。０。．６聚合物起到有效的保护基泥浆中．少量的污染（低于ｌ就引起产生的胶凝。Ｖ

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